本網訊：2021年9月9日，國家能源局發布了《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）》。為了更好落實規劃工作，9月17日，188BETApp 、水電水利規劃設計總院共同組織召開抽水蓄能產業發展座談會，邀請國內抽水蓄能行業的權威專家，聚焦抽水蓄能行業管理、投資、裝備製造、設計等全產業鏈，共議產業發展。會議采用現場交流+視頻直播方式。
188BETApp 副秘書長發言：《大力發展抽水蓄能是落實“雙碳”目標的當務之急》。
科普：大力發展抽水蓄能是實現“雙碳”目標的當務之急
文/張博庭
導語
2020年9月在第75屆聯合國大會上，習近平主席做出了“中國力爭在2030年前二氧化碳排放達峰，努力爭取2060年前實現碳中和”（下稱“雙碳”）的莊嚴承諾。
我們如何實現“雙碳”目標？國家能源局剛剛發布的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035）》，與我國“雙碳”目標的實現有什麼關係？結合2021年全國科普日活動，本文的科普內容，重點並非是抽水蓄能的機理，而是要強調，加速抽水蓄能電站的開發建設對落實“雙碳”目標的必要性、重要性和緊迫性。
一、電力“雙碳”是社會“雙碳”的前提和關鍵
人類社會實現零碳（碳中和）的出路在於擺脫對化石能源的依賴。從可持續發展的角度來看，實現百分之百使用可再生能源，才是人類的希望所在。然而，人類大規模開發和利用水、風、光等可再生能源的主要渠道是發電，所以，全社會要實現零碳（碳中和），首先應該實現電力的零碳。然後利用零碳的電力，通過電能替代解決交通、建築、化工、冶金等其它領域的零碳問題。
目前，發達國家普遍把電力碳中和的時間，定在社會碳中和的前十年到十五年。例如，美國承諾要在2050年實現碳中和，為此，他們要求在2035年就實現電力碳中和。所以，電力零碳，是社會零碳的前提，不僅是必須的，而且也是世界各國所公認的。
由於各國的能源結構不同，對於碳達峰的問題，電力是否應該也提前？國際上目前沒有統一的結論。但是，我們國家卻已經用事實證明這一現象的存在。
2009年由於我國的煤價高企，國內煤電企業普遍虧損，使得電力企業都不願意再新建煤電。因此，當時整個電力係統對水電、核電以及當時已經比較成熟的風電開發是鼎力支持。雖然後來因為2011年日本福島核事故，我國的核電大發展沒有實現，但是，當時我國水電、風電的大發展，不僅完全滿足了社會對電力增長的需求，而且還讓我國在2013年首先實現電力的碳達峰，以及全社會的碳達峰。
此後幾年，隨著我國煤電發電量的減少，我國的全社會碳排放也持續下降。直到2017年由於電力行業中的煤電發電量開始恢複增長，全社會的碳排放量也就隨著恢複增長，終結了我國開始減碳的大好勢頭。
這個碳達峰之後又被逆轉的原因主要是2012年前後我國煤炭行業由於產能嚴重過剩，開始了惡性循環的煤炭降價。煤電企業新建煤電的積極性再次高漲，加上2014年我國煤電的審批權下放，大批新建的煤電投產。不過，我國首次碳達峰的事實已經證明，電力的碳達峰立刻就帶動了全社會的碳達峰。
這一現象似乎也引起了黨和國家的高度重視。所以，我國為了實現“雙碳”目標，專門對我國電力行業的“雙碳”提出了具體的要求。
二、國家提出了電力“雙碳”的關鍵性指標
2020年12月12日，國家主席習近平在氣候雄心峰會上宣布，到2030年，“風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上”。2021年4月22日，習近平主席在北京以視頻方式出席領導人氣候峰會時強調：中國將嚴控煤電項目，“十四五”時期嚴控煤炭消費增長、“十五五”時期逐步減少。
根據習近平主席的指示，中國工程院（舒印彪院士介紹）的相關研究認為：我國電力實現“雙碳”目標麵臨著嚴峻挑戰，建議電力轉型須經：達峰、深度低碳，零碳三個階段。並強調：在目前的達峰階段（2021-2030），“新增電力需求，將全部由清潔能源滿足。”
三、如何確保習近平主席提出的電力“雙碳”重要指示得到落實？
（一）我國非水可再生能源發電的現狀和前景
我國當前的風電、光電裝機總和為5億多kW。然而，為滿足這5億多千瓦風電、光電裝機的入網，我國現有除風、光外的約16億千瓦裝機（其中11億千瓦為煤電）幾乎都要為風電光電的入網，提供調峰服務保障。接下來不到十年，我國風電、光電的裝機要增加近1.5倍，然而相應其它各類電源顯然都不可能再同比例的增加。如何滿足今後新增的風、光發電的入網需求，需要通過仔細的分析後做出決策。
（二）各種發電形式接納新能源發電的能力估算
1、煤電：假設某電網的峰穀負荷的波動範圍是上下30%，煤電機組的壓負荷穩定的極限是40%，那麼我們就要在用煤電調峰的電網中，建設130萬千瓦的煤電機組。因為，新能源的隨機性可能會在某一時段的出力為零。而這130萬千瓦的煤電機組全都把負荷壓到最低的時候，也要出力52萬千瓦。這時候，如果要想保障新能源發電的全額入網，那麼我們隻能建設18萬千瓦（70-52=18）的新能源機組。綜合起來看（18/130=14），每百萬千瓦的煤電機組，最多也隻能保證14萬千瓦的新能源入網。
2、煤電靈活性改造：假設進行煤電機組的靈活性改造之後，煤電壓負荷可以穩定在20%，那麼130萬千瓦煤電機組的最低負荷是26萬千瓦，可以保障的新能源裝機為44萬千瓦，（44/130）這樣改造後每百萬煤電的最大調峰能力是接近34萬千瓦。因此，每百萬千瓦煤電改造所增加的調峰能力大約為20萬千瓦。
3、水電、汽電：由於水電、汽電等可以壓負荷到零，是隨時可以啟動的優質調峰電源。同樣假設電網的峰穀負荷的波動範圍是上下30%，水電、汽電機組的壓負荷的極限是0，那麼我們也要在電網中，建設130萬千的水電（汽電）機組。在低穀時期電網的最低的負荷為70%時，我們可以保證70萬千瓦的新能源機組入網。這樣用水電、汽電調峰的電網，保證新能源入網的極限就是70/130（大約為54%）。
4、抽水蓄能（包括化學儲能）的調峰能力：若裝機130萬千瓦，可調節保證200萬千瓦的新能源入網。假定低穀時新能源滿發，經抽水蓄能調節後可滿足負荷70萬千瓦。當高峰新能源不發電時，抽水蓄滿發，能滿足130萬千瓦的高峰用電。所以，200/130=1.54。不過，由於抽水蓄能的精準調度難度很大，因此，在實際中往往未必總能達到抽蓄調度的理想狀態。所以，抽水蓄能的調峰能力通常可以表示為：100%--154%。
這樣各種傳統電源可接納新能源的調峰能力分別為：
煤電（未改造）14%；
煤電靈活性改造20%；
水電、汽電54%；
抽水蓄能、化學儲能100%--154%。
需要說明的是，由於我國水電的龍頭水庫建設滯後，導致我國水電的季節性發電能力差距較大，往往不能像歐美那樣很好的發揮調蓄作用。歐洲的庫容係數是0.9多，美國的庫容係數是0.66，我們國家才0.35左右。水庫調節能力的不足，不僅威脅國家的水安全，也威脅著我國的能源安全。目前，我國的幾大主要水電基地金沙江（龍盤，未建設）、大渡河（雙江口，在建）、雅礱江（兩河口，在建）的主要龍頭水庫，都未能建成投運。所以，我國應該加速龍頭水庫電站的建設，保證我國的水安全和能源安全。
（三）發展何種電源最有利於增加新能源入網
麵對大量的新能源需要入網，我們必須要盡快提高電網的調峰接納能力。以上各種電源的調峰作用，已經非常明顯的告訴我們，調峰效率最高的是抽水蓄能（包括化學儲能），其次是水電、汽電等優質的常規能源，最後才是煤電。
不過，客觀地說，由於我國電力行業的主流（煤電）有很大的發展慣性，因此，以往不僅社會宣傳上倡導增加煤電，而且實際情況也大都是靠增加煤電裝機來解決新能源入網的難題。但是，由於最近國家已經給出了“十四五嚴控煤電，十五五要逐年下降”的明確目標，所以，今後再想通過大量的增加煤電來滿足新能源入網的路，顯然已經走不通了。
然而，即便如此，我們業內還是有不少人強調應該把重點放在對現有的煤電機組進行靈活性改造上，從而滿足大量新能源入網的需求。其理由是“煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在500—1500元，其調峰的成本要比建抽水蓄能電站低很多。”
需要指出的是，這種說法是有問題的。事實上，每千瓦煤電靈活性改造所獲得的調峰能力，隻有20%千瓦。所以，煤電改造的實際費用，通常要比新建抽水蓄能更高。此外，如果考慮抽水蓄能的雙向調峰作用，每增加100千瓦抽水蓄能可讓電網增加154千瓦的新能源接納能力。也就是說，煤電靈活性改造的實際調峰作用還不及抽水蓄能的1/7。所以即使從經濟性上看，通過煤電靈活性改造增加調峰能力也是各種方案中比較昂貴的方式，故不宜提倡。
（四）當前最高效、最經濟的儲能還是抽水蓄能
如前所述，提高電網對新能源的接納能力的最優方式，顯然是建設抽水蓄能或者電化學儲能。不過，目前我們的電化學儲能技術水平還難以滿足電網大規模使用的需求。鋰電池技術雖然成本上已經問題不大，但是其安全性和耐久性還難以滿足需要大規模電網的儲能要求。近一年內，不僅北京的豐台儲能電站曾發生火災，澳洲最大的化學儲能也同樣發生過火災事故。
氫能也是一種很好的儲能方式，不過目前電解水製氫（綠氫）的成本還比較高。大規模的利用也存在著巨大障礙。
也許到未來的某一天，鋰電池儲能技術能出現重大突破，解決了安全性和耐久性的致命弱點，或者氫能的儲能成本會出現大幅的下降。但是，就目前而言，電網中最經濟、最有效的儲能方式，還是抽水蓄能。這也是當前國際社會一致的結論。
在這種情況下，我們就會發現國家能源局最新發布的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035）》於我們實現“雙碳”目標，是多麼的必要、重要，多麼的及時。
四、須特別重視常規水電站的抽水蓄能改造
中長期規劃中所提到的“常規水電站的抽水蓄能改造”，非常重要。
首先，這種混合式的抽水蓄能對於服務新能源非常具有優勢。以往我們傳統的抽水蓄能主要是為煤電、核電調峰的。所以，功率大、作用單一純抽水蓄能的優勢，非常明顯。不過如果要是為新能源入網服務，有些特點就需要注意。例如，新能源發電可能由於天氣的變化，偶爾出現較長時間電力短缺，針對這種情況，純抽水蓄能還能不能保證長時間的供電？這是一個大問題。為此，現在各國的科技界都在探討解決“長時蓄能”的問題。事實上，混合式的抽水蓄能，就是一種非常理想的“長時蓄能”方式。
其次，現階段由於我們電網中還有大量的過剩煤電機組，在很多地方新建的抽水蓄能電站的經濟性可能難以保證。而由常規水電站改造的混合式抽水蓄能，往往運行成本比較低。因為，其運行人員和送出線路等都可以利用原有水電站，無需增加額外費用。所以，其經濟競爭力肯定會好於新建的純抽水蓄能。
此外，所有的具備條件的水、風、光互補的發電係統的最後發展趨勢，一般都會要求加裝抽蓄功能，提高整個係統對風光的接納能力。龍羊峽是全球水光互補的典型樣板，他們對常規電站進行抽蓄改造的願望就十分迫切。這其實非常有代表性。今後所有具備條件的水風光互補基地，發展到了一定程度之後，幾乎都會提出這種要求。再加上我國的水能資源非常豐富，已開發的梯級水電站眾多。所以，這種抽蓄改造的餘地和作用將會非常巨大。特別是在冬季的枯水期，雖然常規水電站的發電能力普遍會有所下降，但卻是發揮其抽蓄功能的大好時機。
總之，“服務於新能源發電”的抽水蓄能與“服務於傳統煤電、核電”的調峰特點將有所不同。對於前者，混合式抽水蓄能的優勢將會非常明顯。因此，我們大家都應該多加重視《抽水蓄能中長期發展規劃》中倡導的常規水電站抽水蓄能改造。
本文結論：
1、電力“雙碳”是全社會“雙碳”的前提和關鍵。
2、當前最高效、最經濟的儲能方式是開發建設抽水蓄能。
3、要解決調峰難題，還須重視龍頭水庫電站的建設和常規水電站的蓄能改造。
